萨尔图油田北一区断西聚驱前后检查井水洗规律研究

在了解萨尔图油田北一区断西概况的基础上,对聚合物驱前后检查井水洗规律进行了研究。在高含水后期,主力厚油层通过注聚开采,仍能大幅度提高水洗厚度,驱油效率亦有较大幅度的提高,从而提高其采收率;注聚前水驱程度高低是影响注聚后提高水洗厚度和水洗程度幅度大小的重要因素;物性相对较差的薄油层与厚油层合采,很难受到聚合物驱油的作用。

Boruta-Optuna-XGBoost融合模型的聚驱油田产量智能预测方法研究

在聚驱油田开采时,存在向油层中加注水溶性高分子聚合物的过程,此过程包含大量参数,对油田产量具有较大影响。针对传统油田产量预测方法存在的人工计算量大、准确率低的问题。提出一种Boruta-Optuna-XGBoost融合模型对聚驱油田产量进行预测,解决传统方法存在的问题。通过Boruta特征筛选方法进行聚驱油田特征筛选,降低特征冗余,提高特征相关性,避免模型过拟合;使用Optuna超参数优化算法对XGBoost进行自适应超参数评价,提高模型精度;使用最优超参的XGBoost算法对聚驱油田产量进行回归预测,通过算法建立油田注入参数和油田月产量之间的逻辑关系模型,对聚驱油田的月产量进行预测。所提方法应用在大庆油田的实际有效数据的准确率达95%,证明了方法的有效性,能够对油田的生产效益、资源配置和可持续发展产生影响,也为数字化聚驱油田智能产量预测发展提供了新思路。

X区块一类油层聚驱后化学驱提高采收率研究

X区块一类油层中聚驱后形成优势渗流通道,油层水淹情况严重。为了进一步提高区块动用程度及采收率,采用数值模拟方法对比不同井网重构及化学驱开发效果,结合经济效益优选适合目标区块的提高采收率方法。结果表明:低初黏凝胶可有效封堵优势渗流通道,降低油层水淹程度,聚驱后化学驱可有效提高采收率。综合开发效果和经济效益采取分流线加密油井结合加入低初黏凝胶调堵剂的弱碱三元复合驱体系进一步挖潜聚驱后剩余油,提高采收率8.78%。

杏六西区块两三结合后聚驱井网搭建再利用

为保证杏北开发区产量接替,自2015年以来不断开展三类油层化学驱现场实验,杏六区西部作为首个两三结合后聚驱井网水驱利用的实验区块,急需明确变流线后的聚驱井网搭建与再利用方法,以达到精细挖潜剩余油、提高油气采收率的目的。本文针对杏六西地质特征及开发状况,提出了两三结合后聚驱井网搭建与再利用设想,并进行可行性分析,通过数值模拟方法,明确了聚驱井网上返层系重组调整界限和分步射孔方式。研究结果表明,两三结合后聚驱井网搭建与再利用方法可实现转流线90度,聚驱井网开发层系确定为萨III7~葡I212,并针对该层段层间差异大的特点,提出了先射开萨III7-11油层和砂岩厚度小于2.5 m的萨III7~葡I212油层再射开葡I1~2油层的射孔方案,阶段采出程度为4.83%,与现井网相比采收率提高了1.83个百分点,该成果将指导后续大庆油田杏北开发区三类油层化学驱的聚驱井网调整。

大庆油田聚驱后油层无碱中相自适应堵调驱实验

大庆油田聚驱后弱碱复合驱扩大现场试验取得了聚驱后进一步提高采收率13.5百分点的较好效果,但体系中碱的存在导致管线、泵产生腐蚀、结垢和采出液出现严重乳化破乳难等问题。同时,由于优势渗流通道的存在,流度控制难,致使体系中聚合物质量浓度高达2500 mg/L。为解决上述问题并实现更大幅度提高采收率,需研发出适用于大庆油田聚驱后油层的高效中相微乳液驱油体系。通过对表面活性剂溶液的界面张力进行测量,初步筛选出能够达到超低界面张力的表面活性剂产品,然后进行中相微乳液体系水溶性评价,并开展了较为完善的油水相态评价,进一步确定中相微乳液体系的最佳盐度(盐的质量分数)及其与油水比的关系,从而研发出无碱中相微乳液配方,并加入预交联颗粒凝胶(PPG)组成无碱中相自适应堵调驱体系。岩心驱替实验结果表明,该体系聚驱后可进一步提高采收率23.3百分点,比常规弱碱复合驱多提高采收率10.1百分点,降低聚合物用量28%。研究成果为大幅提高大庆油田聚驱后油层的采收率提供了理论及实验支撑。

基于油藏化学驱能耗分配原理的理想流度控制型驱油剂研究Ⅰ:聚/表二元复合驱油体系的渗流阻力调控机理及应用

针对驱油剂的深部流度控制能力与近井地带注入性之间的矛盾,提出了理想流度控制型驱油剂应满足低黏度配制/输送、近井地带低吸附量长期稳定注入和低浓度产出液的技术要求,同时,在渗流过程中能够在储层深部不同位置建立多级渗流阻力峰值,并且前缘后驱替相渗流阻力应始终保持在较低水平。基于固/液界面吸附作用与分子间相互作用的协同效应,设计了在渗流过程中具备动态改变体系组成和微观溶液结构,从而改变其渗流阻力特征的疏水缔合聚合物/阴离子型表面活性剂二元体系。相较于HP-1(1500 mg/L),表观黏度相近、组成不同的二元体系HP-1(1500 mg/L)/SDSB(150 mg/L)和HP-1(1500 mg/L)/SDSB(200 mg/L),在段塞注入及其后续水驱过程中可以在多孔介质的中、后部构建数值更高、空间分布更优的动态渗流阻力,说明二元体系具备运移增黏特征和延迟突破特征,其前缘的流度控制能力更强,并且渗流阻力在储层的空间分布更合理,从而延长了段塞整体突破时间,有利于提高波及体积和驱油效率。在相对稠油、强非均质性和水驱含水率为80%的渤海某油田油藏条件下,采用基本相同剂量、相近成本的化学剂工业产品进行的驱油实验表明:二元体系后续水驱突破之前驱油剂段塞渗流阻力的空间动态分布特征是影响驱油效率的关键因素,二元体系(AP-P4(1400 mg/L)/ZX-27(300 mg/L),黏度为6.4 mPa·s)比疏水缔合聚合物AP-P4(1750 mg/L,黏度为62.9 mPa·s)多提高10%的原油采收率。

耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油体系研究及应用

针对高温高盐油藏采用常规聚合物和表面活性剂驱油效果较差的问题,将耐温抗盐型聚合物SPAM-1和阴-非离子复合型表面活性剂YANC-E进行复配,研制了一种适合高温高盐油藏的耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油体系,并通过室内实验评价了驱油体系的综合性能。结果表明:该二元复合驱油体系的耐温性能较强,在115℃下老化后,体系的黏度保留率仍能达到90%以上,界面张力仍能达到10^(-3)mN/m数量级;体系具有良好的抗盐性能,当矿化度大于100000 mg/L时,体系仍能保持较高的黏度和较低的界面张力;体系具有良好的长时间老化稳定性能,在储层温度和矿化度条件下老化60 d后的黏度保留率在85%以上,界面张力始终维持在10^(-3)mN/m范围内;驱油体系与原油形成的乳状液稳定性较强,放置120 min后乳状液的分水率小于20%,具有较强的乳化性能;驱油体系在地层条件下吸附6次后仍能保持较高的黏度和较低的界面张力,具有良好的抗吸附性能。另外,岩心水驱结束后注入0.5 PV二元复合驱油体系,能使采收率继续提高25%以上,驱油效果较好。A区块内5口采油井在实施耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油措施后,日产油量显著提高,含水率明显降低,取得了良好的现场应用效果。

降低大庆XN开发区聚驱注水单耗技术研究与应用

为避免聚驱采出液回注水驱区块,增大污水处理难度。XN开发区聚驱与水驱采出液处理后污水分别回注。由于多个区块滚动开发,每个区块都处在不同阶段,随着聚驱的开发规模逐渐变大,平均注水单耗受聚驱注水单耗大的影响,总的注水单耗也呈现上升趋势。分析了聚驱注水单耗高的几方面原因,并从技术和管理等方面给出建议,对降低聚驱注水能耗进行新的探索,推广高压变频调速节能技术年节电量153.30×10^(4)kWh;注水电动机探索应用星轮调速器年节电量184.20×10^(4)kWh;前置、后续水驱系统调节降低注水泵单耗0.47 kWh/m^(3);注水泵减级节电率为11.5%。为今后XN开发区注水系统节能工作提供较明确的思路,对油田其它注水系统优化和节能降耗也具有较好的指导作用。

聚驱后优势渗流通道识别方法研究——以大庆油田X区块为例

由于聚合物驱后期注入液沿着优势渗流低效循环,继续注入聚合物溶液会导致含水上升过快,影响油田开发效果和经济效益。通过累积概率法划分不同水淹级别,采用油藏地质参数和聚驱生产动态参数建立聚驱后优势渗流通道评价体系,并利用灰色关联分析法评价各体系权重,建立优势渗流通道分级界限标准,将该方法应用于大庆油田X区块,明确了各沉积单元各级水淹比例,并通过注水井分层吸水资料对识别的优势渗流通道进行验证,为后期优势渗流通道治理提供了指导。

聚驱后油层优势渗流通道参数计算方法及其应用

聚驱后油层优势渗流通道普遍发育,针对定量获取优势渗流通道储层参数难度大的问题,利用示踪剂监测注采井间流体实际渗流速度,确定聚驱后优势渗流通道内流体符合高速非达西渗流规律,通过高速非达西渗流公式变形推导及取心井数据回归统计分析等方法,建立了一套利用油田开发常规动、静态资料定量计算聚驱后优势渗流通道孔隙半径、渗透率及孔隙体积的方法。利用该方法计算大庆油田萨北开发区A区块聚驱后优势渗流通道储层物性参数,平均孔隙半径为11.54μm,比取心井实测值高0.07μm,相对误差仅为0.6%;平均渗透率为1.398μm^(2),比取心井实测值高0.034μm^(2),相对误仅差为2.5%;单井平均发育优势渗流通道体积3.66×10^(4) m^(3)。研究成果可以为聚合物驱后油藏驱油体系配方优化及注采方案个性化设计提供理论依据。

聚/表二元驱提高采收率研究

聚/表二元驱在现阶段已凭借自身的优势被人们广泛应用,这是因为聚/表二元驱不仅拥有聚合物可以提高波及体积的特点,还拥有表面活性剂可以降低界面张力的特点,这两点相结合就大大提高了采出程度。由于在水驱后,仍然有大量的剩余油未被采出,为了验证聚/表二元驱的驱替效果,开展了静置时间、聚合物质量浓度、表面活性剂质量浓度、注入量、段塞尺寸大小一系列的对比实验。结果表明:二元驱溶液的驱油效果会明显高于单一聚合物溶液或单一表面活性剂溶液,主要是由于油水重新分布,黏度增大,波及体积也随之增大,剩余油从而被进一步驱替出来。聚合物质量浓度、注入量是影响采出程度的关键因素,而段塞尺寸在增加到某种程度时,采出程度趋于稳定。

渤海油田聚驱用高线形聚合物的评价与应用

针对渤海油田聚驱过程中出现的聚合物利用低、聚窜严重、产出液破乳困难等问题,筛选出了一种聚驱用高线形聚合物,并进行性能评价。结果表明,高线形聚合物耐温黏度保留率92%,耐盐黏度保留率93%,微观形貌呈现高度线性,采收率比其他聚合物提升4.5%。高线形聚合物在渤海油田B区块完成现场应用,效果显著。

聚驱油田复合高效解堵体系研究

针对聚驱油田长期注聚后形成聚合物、无机垢、稠油相互包裹的复杂堵塞物,导致地层严重堵塞的问题。以过碳酰胺为聚合物降解剂,乙酸为无机垢溶蚀剂,辛基酚聚氧乙烯醚10(OP-10)为原油清洗剂,辅以稳定剂以及缓蚀剂,形成稳定、高效的复合解堵体系。确定配方为0.6%过碳酰胺+3%乙酸+0.3%OP-10+1%二乙烯三胺五甲叉膦酸(DTPMP)+1%HSJ-3,并对体系的解堵性能、稳定性能、耐温性能以及耐矿化度性能进行评价。结果表明:在不同温度条件下,复合解堵体系均能对模拟堵塞物有效降解,80℃下4 h即可达到90%以上降解率,具有优良的解堵性能及耐温性能;80℃下放置1 h,稳定度保持在97%,具有良好的稳定性能;腐蚀速率为0.9871 g·m^(−2)·h^(−1),达到行业一级标准;用15×10^(4)mg/L高矿化度的盐水配制后,解堵效率基本无影响,耐矿化度性能优良。注入复合解堵体系后,岩心渗透率由0.244×10^(−3)μm^(2)提高至6.391×10^(−3)μm^(2),渗透率提高倍数达25.192。复合解堵体系可有效地解决聚驱过程中形成的复杂堵塞物。

砾岩油藏二元复合驱注入体系优化研究

新疆克拉玛依砾岩油藏经过几十年的水驱开发,面临剩余油高度分散、采油速度低等问题,选取聚合物部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)和低张力表面活性剂PS-30及强乳化表面活性剂OP-10组合形成不同的二元复合体系,利用长砂管模型研究不同渗透率、不同驱替方式及不同注入量下复合驱体系在砾岩油藏的应用界限及提高采收率极限。实验结果表明:二元复合驱能够有效驱替残余油、扩大波及体积,显著提高砾岩油藏采收率。聚合物浓度为1000 mg/L,相对分子质量为7×10^(6)的聚合物在渗透率3×10^(-2)μm^(2)时复合驱采收率为66.31%,较水驱提高21.85个百分点。强乳化复合体系提高采收率效果好于低张力复合体系。复合体系注入量越高,提高采收率越大,但提高采收率幅度并非线性变化,复合体系注入量达到3.5 PV以后,复合体系提高采收率值逐渐趋于稳定,在注入10 PV后,复合驱体系最高提高采收率幅度达到40.38个百分点。

聚驱井回油温度与压力技术界限研究

聚驱井高含水率开发阶段采出液成分复杂、流动性差,不加热集油技术的应用受限于高回压等因素影响。通过现场试验,对20口聚驱油井实时并连续监测单井回油温度、井口回压、单井掺水量、计量间掺水温度等参数,分析摸索不同类型井停掺条件和停掺界限。在明确6种停掺后油井回压趋势的本质原因和停掺条件的基础上,采用熵权法—灰色关联度分析法确定了不加热集油界限的影响因素关联性,确定了以井口回压波动范围为主要参数的不加热集油界限。回压波动范围小于30%的井停掺后运行稳定可停掺,回压波动范围大于30%的井仅可间歇性停掺或不可停掺。20口试验井年节气14.0×10^(4)m^(3)、节电17.0×10^(4)kWh。研究成果可为聚驱系统低温集输大规模实施以及最大限度挖掘低温集输节能潜力提供指导依据。

聚驱油气分离站所进入后续水驱后的节能优化措施

某油田某区块2001年开始聚驱开发,目前已全面进入后续水驱阶段,区块内水驱、聚驱转油放水站负荷率分布不均衡,平均负荷率34.2%,设备利用率低、能耗大且腐蚀老化严重,针对5座站场不同的工艺流程,针对性的开展优化合并节能措施,对于站内各容器负荷率均较低的情况实施站内容器设备的连通改造,停运拆除无效设备,针对站与站间负荷率均较低的情况实施站与站的优化合并,取消低负荷站场,将采出液处理统一合并至1座站场内,通过站内、站与站的优化整合,年节约用电672.05×10^(4) kWh,年节约用气162.09×10^(4) m^(3),优化岗位员工16人,减少年运行费用640.46万元。

油田聚驱后聚合物微球调驱提高采收率研究

在我国现代石油工程领域高速发展的背景下,石油开发采收技术水平全面提高,多项新兴技术在石油开采中开始应用,使得石油采收效率与质量得以充分强化,为社会发展提供了充足的油气资源。油田聚驱后聚合物微球调驱作为一种新型的增油技术,已经被广泛应用于油田开发中,能够在聚驱过程中形成微观尺度的聚集体,进而对油水界面形成宏观上的改变。聚合物微球的引入可以增加油水相互作用能力,提高聚驱效果,主要是由于聚合物微球的表面含有亲水基团,可以吸附油相中的油分子,同时还可以与水相中的水分子形成氢键,从而增加油水之间的相互作用能力,该相互作用能力的增加可以有效地促进油相和水相之间的混合,从而提高驱油效果;聚合物微球可以通过在岩石表面形成一层均匀的涂层,从而降低孔隙度和渗透率,增加油藏对水驱的敏感性,是因为聚合物微球能够与岩石表面形成一层致密的膜,从而有效地减少了油水分子在岩石孔隙中的流动性,提高水驱的效果。此外,聚合物微球在油水相互作用的过程中,可以在水相中形成一个聚合物微球包覆的油相微球,该包覆效果可以保护油相微球,避免其被水相所取代,从而保持油藏的稳定性;聚合物微球的引入,还可以通过减少水相与岩石表面的接触,进而降低了岩石表面的损伤,从而提高油藏的稳定性。由此可见该方法具有良好的应用效果,能够优化油田采收工艺,使得油田整体采收效果全面提升,可以在油田开发领域中进行推广应用。

X采油厂聚驱压裂阶段设计方法及应用

近年来,聚合物驱油已成为稳产的重要技术手段,受聚合物黏度高、聚驱后厚油层内纵向上非均质性严重和平面上剩余油分布零散等因素影响,有必要制定对应的个性化压裂方案。通过分析X厂近几年聚驱压裂情况,针对不同注聚阶段剩余油特点,执行对应压裂配砂方案。配套形成了针对聚驱空白水驱、含水下降期、低值期、回升期各阶段适用的压裂技术,形成了简便易行的不同注聚阶段参数个性化设计原则,即25~40 m 4个层级的压裂半缝长规模。该方案较好地满足了聚驱开发需求,符合油田精细化开发需要。

聚驱后不同化学驱提高采收率对比评价

应用物理模拟方法,研究了聚驱后不同化学驱提高采收率效果的差异及其驱油机理.实验过程中,利用饱和度监测技术测量物理模型剩余油饱和度的变化规律.实验结果表明,聚驱后通过井网加密和化学驱结合可进一步提高采收率,在实验设计的几种驱油方法中,三元复合体系驱油效果最好,聚驱后采收率提高值达到了17.2%.饱和度场分析表明,低渗透层主要是通过扩大波及体积,高渗透层主要是通过提高驱油效率的机理来进一步提高聚驱后采收率,所以在选择聚驱后驱油方法时应综合考虑扩大波及体积和提高驱油效率的双重驱油机理.

用灰色模糊综合评判方法识别聚驱后优势通道

大庆油田聚驱区块经过长期开发,在注聚阶段聚合物溶液沿优势通道无效窜流,严重影响聚驱效果。常规模糊数学分析方法识别聚驱后优势通道误差较大。以大庆M区块部分井组为例,综合利用灰色关联度和模糊综合评判法对聚驱后优势通道进行识别,再根据油水井间连通关系、相带以及射孔数据进一步明确优势通道发育方向。通过与示踪剂方法测得结果对比,符合率达到92.3%,识别结果准确可靠。该方法可为区块后续调整及挖潜提供指导。